储能行业深度研究报告

（报告出品方/作者：国金证券，牛波）

一、时间视角：储能是新型电力系统之基

1.1 转型：新型电力系统迎来挑战

“双碳”进程中，风光发电量快速增长。能源供给结构将随着“双碳”程逐步推进演变，非化石能源电力供给份额将快速提升。中国目前仍较 严重依赖火电，2020 年，中国火电发电 5.33 万亿 kwh，占比达 71.2%；发电量占比为 7.51%。

风电、光伏并网加速，新型电力系统遇到挑战。常规火电机组具有平抑电 网运行中由于运行方式或负荷变化引起的不平衡功率的能力，具有较强的 稳定性和抗干扰。随着“双碳”进程的推进，风光电量比例逐渐提升， 新型电力系统建设面临较多挑战。

1）风电随机性较强，出力呈现逆负荷特性。风电单日波动最大幅度可达装 机容量的 80%，随机波动性使风电无法响应系统中出现的功率不平衡。风 电出力峰值多在凌晨，在上午至晚间出力较低，有显著的逆负荷性质。

2）光伏日内出力波动值可达装机容量的 100%。以美国加州地区为例，伏装机规模的不断扩大对电力系统其他电源迅速调峰的要求不断提高，光 伏日内出力波动值甚至可以达到 100%。

新型电力系统四个基本特征：新型电力系统有四个基本特征，1）广泛互联：形成更坚强的互联互通网络平台，可以实现季节差互补、风光水火互调、 跨地区跨领域补偿调节等，实现各类发电资源共享及备用；2）智能互动：将现代通信技术与电力技术融合，将电网打造成高度感知、双向互动、高效的系统；3）灵活柔性：电网要充分具备调峰调频能力，实现灵活柔 性性质，增强抗扰动能力；4）安全可控：实现交流与直流电压等级协调展，防范系统故障及大面积风险。

1.2 驱动：三侧需求保障储能快速发展

在新型电力系统中，多环节均需要配储能，形成“储能+”的新结构。电源侧、电网侧及用户侧均对储能设备有迫切需求。1）电源侧：储能可以应 用于电源调频辅助服务、备用电源、平滑出力波动等场景，解决因风光发电带 来的电网不稳定及弃电问题。2）电网侧：储能可以参与电网调峰调频、缓解 输电设备拥堵、优化电网潮流分布、改善电能质量等，核心作用是保障电网定运行。3）用户侧：用户可以配储能设备通过削峰填谷来节省费用、设立 备用电源保障用电连续性、开发移动电源和应急电源等。

电源侧：储能在电源侧的应用规模最大。储能在电源侧的应用主要包括改 善能源涉网特征、参与辅助服务、优化潮流分布并缓解堵塞、提供备 用。电源侧重点在维持电网平衡需求为主，确保风光顺利并网。

电网侧：储能可使系统的布局灵活度、可移动性加强，使输配电成本实现 时序分摊、空间分摊。储能在电网侧的应用包括节能增效、延缓投资、应 急备用、电能质量改善四个方面。

用户侧：主要面向用户。储能在用户侧的应用主要包括削峰填谷、 备用电源、智能交通、社区储能、供电可靠性等领域。用户侧储能应用式丰富，主要包括以下三种模式：1）以储能为手段，聚合可中断负荷、电 动、智慧农机等多种资源，协同分布式发电，参与需求侧响应、拓展 多元消纳等；2）用户利用峰谷价差，降低用电成本；3）以“储能+微电 网”的模式，保障用户侧供电可靠性。

1.3 形式：储能类型多样，电化学储能发展迅速

储能技术定位：储能改变电力系统时刻“供需平衡”的运行原则，关键因 素即为时间因子的介入。储能的三个主要功能为长时有功支撑与调节、短 时有功支持、短时有功调节，涉及的三个重要参数为：功率容量、额定航时间、出力频次。

技术路线多样，机械类应用成熟，电化学类增长较快。储能的技术路线大 类包括机械类、电化学类、电气类、化学类等。储能按功能可划分为能量 型和功率型，其中能量型储能的能量密度高，放电时间相对较慢，主要用 于高能量存储、转移的场景；功率型储能功率密度较高，以高放电率快速 放电，主要用于瞬间高功率场景。

储能装机规模快速增加，2020 年累计装机增速反弹。全球已投运的储能主要在亚太、北美和欧洲，至 2020 年末，全球累计装机规模达 191.1GW，增速 3.52%；中国累计装机规模达 35.6GW，增速 9.88%。

抽水蓄能装机功率占据 90%以上份额，锂离子电池装机功率90%电化学 储能份额。根据中关村产业技术联盟统计，2020 年，全球抽水蓄能装机功 率达 172.5GW，占全部储能装机功率的 90.3%；电化学储能新装机容量 14.1GW，同比增加 48.11%，占比达 7.5%，较去年提升了 2.3pct。2020 年，中国储能累计装机容量达 35.6GW，同比增加 9.9%，其中抽水蓄能装 机容量达 31.79GW，占比达 89.3%；电化学储能累计装机容量 3.27GW， 同比增加 91.2%，占比达 9.19%，较去年提升了 3.91pct。

中国电化学储能增长迅速，新增装机以电源侧和用户侧为主。2020 年，中 国电化学储能快速增长，从装机功率看，2020 年新增电化学储能功率达 1.56GW，同比增长 143.7%；从装机容量看，2020 年新增电化学储能装 机容量达 2.3GWh，同比增长 152.7%。中国新增储能主要应用在电源侧和 用户侧，增长源于电源侧的配储要求及用户侧的用电成本。

1.4 对比：动力电池 VS 储能电池，异同几何？

电化学储能电池类型主要包括铅蓄电池、液流电池、锂离子电池。综合看 电池效率、使用寿命、安全性、能量密度等因素，锂电池优势明显。锂电 池以磷酸铁锂、三元电池为主流。磷酸铁锂电池的自身特点最适合用作储 能锂电池。

电化学储能源于动力电池，但与动力电池侧重不同。2016-2017 年，国家 鼓励生产动力电池，动力电池在汽车行业过剩，电化学储能电池开始逐渐 用在电力系统上。动力电池比储能电池有更高的性能要求，对能量密度、 充电速度、放电电流要求更高，且动力电池容量低于 80%就无法应用于汽 车，改造后可用在储能系统中。储能电池一般固定安装，对容量、安全性 及循环寿命要求更高。

二、空间视角：中国电化学储能装机规模如何？

根据 CNESA 统计，中国 2019、2020 年电化学储能累计装机量分别为 1.71GW、3.25GW。我们分别从电源侧、电网侧、用户侧，对电化学储能 装机进行测算，预计至“十四五”末，电化学储能累计装机功率 47.7GW， 装机容量 98.5Gwh。

2.1 电源侧：风光配储，贡献主要装机增量

电源侧的测算主要考虑集中式光伏、风电的新增装机配储。电源侧是电化 学储能主要的增量来源，今年下半年出台的政策要求风光发电项目将强制 配臵 5%-20%不等的储能。1）储能渗透率：我们预计在政策推动下，新增 风光电站的配储比例从今年开始逐渐提升；又因电源侧电化学储能目前更 多地起到消纳和减少弃电的作用，我们判断配储比例将在未来 1-2 年内随 着电源侧电化学储能参与市场而逐渐提升。2）配储时长：按照今年各省份 下发的文件，电源侧配储时长一般要求 2 小时，我们预计配储时长会陆续 增加，且在“十四五”末期，电源侧储能盈利模式稳定后，风光配储时长 会超过 2 小时。

根据国家能源局数据，2020 年末我国集中式光伏装机增量为 32.68GW， 风电新增装机为 71.67GW。预计 2025 年我国风电、光伏配储新增装机功 率将达 28.09GWh，预计“十四五”期间，电源侧储能新累计增装机功率 达 31.59GW。

光伏配储测算假定：电源侧集中式光伏储能新增功率=年度新增集中式光伏 装机功率*新增功率配储率，新增容量=新增储能装机功率*储配小时数。

风电配储测算假定：电源侧风电储能新增功率=年度风电新增装机功率*新 增部分配储比例，新增容量=新增储能装机功率*配储小时数。（报告来源：未来智库）

2.2 电网侧：三种用途—调峰、调频、尖峰负荷补偿

在电网的关键节点布放，储能可以按照调度实现充放电，以完成对电网的 调峰调频，与电源侧相比，储能在电网侧更多起到替代作用。储能在电网 侧主要有两种类型：1）大型的独立储能电站；2）替代输配电设施的储能。第一种类型判断短期无法做到太大规模；第二种类型因城市核心区域电力 需求旺盛，安全性是重要的考虑因素。我们对电网侧储能空间预测考虑三方面，即电网调峰、电网调频、电网尖 峰负荷补偿。

1）调峰：通过调峰保障电力系统的实时平衡。预计 2025 年，电网侧电化 学调峰储能新增功率 1.94GW，新增容量 3.88GWh。预计“十四五”期间， 电化学储能调峰装机功率合计增加 4.27GW，装机容量合计增加 8.55Gwh。

测算逻辑：1、电化学储能新增调峰功率=风光累计装机容量*日波动率*调 峰需求比例*电化学渗透率；2、电网侧电化学储能新增调峰功率=储能累 计装机需求*电网侧调峰占比；3、电网侧电化学储能新增容量=电网侧电化 学储能新增调峰功率*配储时长。

参数假定：1、日波动率：参照能源转型委员会的典型中国用电负荷曲线， 取夏季波动数据，日内功率波动按照 900GW 至 1250GW，取波动率 38%；2、调峰需求比：调峰是由于负荷和用电量的供需错配，需要投入额外机组 以保持平衡。随着未来风光并网的电量和比例增加，系统负荷波动率会大 幅增加，我们假设调峰的需求比例每年增加 5%（小于年风光装机功率增 速的一半）。3、电化学储能调峰渗透率：调峰辅助服务以火电为主，未来 火电机组数量增长有限、风光发电量逐步增加，且电化学储能成本逐渐下 降、调节能力灵活，我们判断电化学储能在调峰的渗透率逐渐提升，目前 独立电站形式已开始探索。4、电网侧调峰占比及配储时长：因目前电源侧 的储能可通过调峰辅助服务市场获益，而电网侧的调峰很大部分是缓解电 网阻塞、延缓投资，我们假设电网侧调峰占比按 30%来测算；配储时长按 照 2h 测算。

2）调频：预计 2025 年，电网侧调频储能新增功率 0.76GW，新增容量 1.52GWh。预计“十四五”期间，电网侧电化学储能调频新增装机功率将 将达 1.75GW，新增装机容量达 3.49Gwh。

参数假定：1、用电负荷增速：根据国家电网公布的最大用电负荷，2015- 2020 年用电负荷 CAGR 为 6.19%，鉴于温度升高及新能源占比提升，我 们取用电负荷极值未来年增速为 10%。2、电化学储能调频渗透率：目前 的调频以火电调频为主，考虑未来尖峰负荷逐渐提升，火电机组的二次调 频爬坡速率慢，我们假定未来电化学储能的调频渗透率逐渐增加。3、电网 侧占比及配储时长：因未来风光装机功率占比提升，带来的频繁、小幅调 频需求显著提升，我们假设电网侧需求占比随着风光装机功率增加逐渐提 升 2%左右。配储时长均取 2 小时。

3）尖峰负荷补偿：预测 2025 年，尖峰负荷补偿新增储能功率 0.33GW， 新增容量 0.66GWh。预计“十四五期”间，尖峰负荷补偿电化学储能新增 装机 0.79GW，新增装机容量 1.58Gwh。参数假定：用电负荷极值增速仍取 10%、电化学储能渗透率取与调频数据 一致、尖峰负荷按照业内标准取 3%，配储时长均取 2 小时。

2.3 用户侧：工商业为主，渗透率有待提升

储能在用户侧主要应用包括工业园区、大型工商业和集团等。预计“十四 五”期间，用户侧储能新增装机功率达 11.67Gwh。

参数假定：1、工商业负荷：2020 年全国用电负荷极值为 1077GW，按 80% 比例计算工商业用户用电功率极值，工商业用电功率增速仍取 10%/年；2、 用户侧储能渗透率：随着今年政策的出台，峰谷电价差进一步拉大，工商 业用户配储能的套利空间逐步加大，未来用户侧主要商业模式是通过峰谷 价差套利，我们判断用户侧储能的渗透率逐渐增加。且在利润驱动下，配 储时长逐渐增加。

三、以横向视角，中美欧储能都在哪个阶段？

我们关注英国、美国储能政策及市场变动对行业发展的驱动，2020 年，美 国、英国和中国储能装机，均在政策激励下高基数高增长；2021 年，美国 储能市场和中国储能装机均持续高增长。

3.1 美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长

概况：装机指数级增长显现。根据 Wood Mackenzie 统计，2020 年美国部 署 了 1.46GW/3.12GWh 的储能系统， 其 中 电 化 学 储 能 新 增 1.1GW/2.6GWh， 2020 年末，美国电化学储能装机达 3.5Gwh，我们预计 2021 年末装机容量将达 12Gwh，2022 年累计容量有望继续翻倍。

表前市场：2020 年迎来爆发增长。储能在美国表前市场主要应用于调峰、 调频、辅助服务等，与中国“电源侧+电网侧”的效用相当。根据 Wood Mackenzie 数据，2020 年美国表前市场装机容量增速达 464%，表前存量 装机达 25Gwh 以上。表后市场：表后市场主要场景包括户用储能和工商业储能。

驱动因素：美国储能表前市场高速发展的核心驱动来自成本下降。成本下 降以外的推动因素包括 1）主体地位明确：政策赋予储能明确市场地位， 辅助服务市场发展快速；

2）补贴促进新建：补贴推动储能发展，补贴收益 在项目初期占比可达 50%，伴随税费减免等非直接补贴，拉动效应显著；

3）市场机制成熟：成熟的现货市场为合理化的费用传导机制奠基，推动行 业长期稳定发展。

成本驱动：电池成本逐渐下降，申报项目装机开始在 2021 年放量。美国 开发商从项目开发到并网的周期一般在 2 年或更久，根据 EIA 数据，2019 年来，电化学储能成本为 590$/kwh，较 2015 年下降了 72%。2019 年，业内对电池成本继续下降有乐观预期，申报项目众多，项目并网期在 2021 年，导致美国装机量在 2021 年开始骤增。从地域看，主要的装机增量在 加州和德州。

明确储能定位：美国 841 法令明确储能可以参与 RTO（区域输电组织）与 ISO（区域性独立系统运营商）运营的所有电力市场，841 法令两大核心变 革：1、赋予储能和其他主体一样的市场地位：允许储能参与能量、容量、 辅助服务等全体系市场，并允许储能在市场上申报投标购电或售电，且其 充放电能按照节点电价结算。2、降低准入门槛：将储能的准入门槛从 1MW 降低至 100KW，增加市场主体数量，实现更大范围内更优的资源配 臵；明确储能的荷电约束状态，保证储能不同时充放电，并考虑储能的能 量优先性核定其容量价值。

精细化补贴促进项目新建：根据 EIA 数据，全美 80%以上储能装机容量位 于加州，加州 2001 年开始启动自发电激励计划（SGIP），主要鼓励用户侧 分布式发电。SGIP 经历五轮补贴发放标准，最新法案将 SGIP 计划延长至 2026 年。SGIP 计划的先进性在于几个方面：1）分阶段补贴，避免“后补 贴”影响积极性；2）不限制补贴的技术类型，仅规定技术指标要求，确保 技术成熟且项目稳定；3）非一次性支付，建设完成给与 50%补贴，其余 补贴按每年运行效果进行支付；4）补贴设上限，避免以巨额补贴为目的建 设储能项目。

ITC 激励延长，股权投资加速。2021 年，联邦发布基建计划，至 2035 年 实现无碳电力。且 ITC 政策（储能投资税、生产税抵免）延长十年至 2031 年底。美国储能领域的股权投资加速，2020 年来发生多笔 1 亿美元以上的 股权投资，资本加速推动能源转型。

两大市场：德州以独立电站为主，加州规模将是最大。德州：是美国存量储能装机最大的州。目前德州大部分的储能是独立储能 电站形式，选址大部分选在废弃天然气电厂，可使用存在的接入点并网。德州没有容量电力市场，其电力需求和供给比例是 1:1，没有备份。根据德 州电力可靠性委员会数据，风电已占德州发电量的 23%。德州电力系统不 稳定性、价格波动较高，其储能市场属于快速储能市场，即储能电池用量 的倍率较高。安装储能系统后，电网趋近于稳定，使储能的系统收益会有 所下降。德州目前主要的储能项目较小，单个项目一般在 100Mwh 及以下。从商业模式看，德州储能收益主要来自电价交易套利，其收益率较高，但 波动性同样较大。

加州：将是美国最大的储能市场。加州鼓励“光伏+储能”的模式，可以解 决加州电力紧张，并鼓励 4-8 小时的长时储能项目。从商业模式看，加州 的储能主要是与电网交易的模式，可以与电网签署两种合同，即 PPA（固 定储能上网电价）和租赁合同（电网租用储能）。大投资商乐于投资于规模 大，收益稳定的储能项目。加州的光伏在快速增长，会拉动储能的装机容 量，因此，我们认为未来美国主要的储能增长来自于光伏配储。

3.2 英国：制度催化效果显著，户用市场快速增长

英国储能市场以独立储能为主，且户用储能居多，快速发展原因是英国电 价上涨幅度较快。2015 年之前，英国在政策环境、监管环境均处于严管状态；2016 年 11 月， 英国国家能源监管机构 Ofgem、商业能源与产业战略部 BEIS 联合发布战 略报告，提出消除储能和需求响应的发展障碍、通过价格信号提高电力系 统灵活性、催化电力市场商业模式创新等目标。我们认为，英国储能发展的借鉴意义在于；1）明确储能资产类别，减少准 入障碍；2）电力现货市场领先，保障了储能的套利交易；3）多类型的辅 助服务品种，顺利衔接可再生能源比例的增加；4）允许储能参与各细分市 场并叠加效益，灵活交易保证收益水平。

英国政策改革：

1）取消 50MW 规模限制，大型储能项目逐渐开展。旧制度中，50MW 以上的 发电项目需要申请牌照，使得大部分储能项目规模设定为 49MW，限制了对储 能的投资意愿。因获取牌照后，项目必须加入国家重大基础设施项目（NSIP） 范畴，体系不一定完全适用于储能项目，但合规及运营成本增加显著。2020 年，英国取消单个储能项目的功率上限，在规模限制取消后，可再生能源开发 商成为规划和部署更大规模储能项目的主力军；负荷聚合商通过聚合分布式储 能资源参与辅助服务、平衡机制等市场，也开始逐渐崭露头角。大型项目如 Inter Gen 公司在泰晤士河口的 320MW/640MWh 锂离子储能系统、Pivot Power 公司与瓦锡兰集团联合部署的 100MW 电池储能系统陆续开始规划。

2）电力法提高储能定位。2017 年，英国修订电力法，明确储能的许可证和规 划制度，将储能的定义从单纯的发电资产丰富至电力系统的组成部分。

3）取消双重收费。改革前，储能会被征收双重费用，即“系统使用费”和 “平衡服务系统使用费”。2020 年，双重收费制度修改，储能设施只支付 发电端的费用。

4）与可再生能源共享站址。2017 年后，英国国网明确了储能可以安装及不能 安装的位臵，并确保只有可再生能源才能得到补贴奖励，减少了可再生能 源与储能共享站址项目的开发障碍。

5）优化调频辅助服务市场规则。2015 年，英国国开始采用增强型调频服务 （EFR），即 1 秒内实现 100%频率偏差的有功功率输出，目前 200MW 的 EFR 需求均为储能提供。2019 年英国经历了大停电事故，已经推出了动态 遏制调频（DC），预计未来市场规模将超过 1GW。

收益来源：英国电力市场自由化程度高，来源广泛。储能收益来源广泛， 超过 10 种。调频服务价值最高，对系统要求也最高，但市场总需求量较小；能量套利市场受竞争影响小，随着未来风电比例提升，电价差增加会利好 价格套利。

3.3 中国：政策密集，将迎来快速增长

对照欧美发展路线，储能顶层政策逐渐完善。2021 年下半年来，面向储能 的国家级政策频出，各地也陆续出台省市级政策支持新型储能及抽水蓄能 发展。国家级政策的部署，明确储能的市场地位，并引导电源侧和用户侧 储能发展。国家级政策主要包括：

1）明确市场地位：7 月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发 展的指导意见》，明确了储能的市场主体地位，并允许参与各类电力市场。提出至 2025 年，新型储能装机规模达 3000 万 kw以上；2030 年，新型储 能全面市场化发展的目标。

2）用户侧：拉大峰谷价差：7 月，发改委发布《关于进一步完善分时电价 机制的通知》，要求上年度最大系统峰谷差超过 40%地区，峰谷电价价 差不低于 4:1，其他地方不低于 3:1。建立尖峰电价机制，尖峰电价在 峰段电价基础上上浮比例不低于 20%。

3）电源侧：明确配臵储能比例和并网消纳规模。8 月，发改委、能源局发 布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模 的通知》，鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰，明确了初期调峰 挂钩比例按功率的 15%，功率比例的 20%以上可以优先并网，明确时 长 4 小时以上，兼顾储能型调峰的物理性质与电力系统平衡需求。

多省响应，新能源并网配储能方案细化。2021 年来，超过 20 个省出台新 能源并网配储能方案，整体来看，各省方案中配臵比例从 5%、10%到 20% 不等，储能时长约 1-2 小时。

行业发展初期靠政策+补贴支持，长期靠降本与市场。参照英美储能发展 路径，中国政策已经给予了储能市场主体地位、补贴机制正在优化。我们 认为初期的驱动因素已经齐全，中长期的驱动来自成本继续下降、成熟市 场机制及商业模式的迭代。运营发展趋势：全局动态平衡，分布式储能伴聚合营运，N 站合一。

未来 运营模式会将小型电站聚集运行，作为虚拟电厂，国家电网支付相关费用， 支撑储能企业接入云平台。储能变电站会结合 5G 基站、储能电站和数据 中心的备用电源，构建多功能的 N站合一项目。商业模式：未来商业模式将是“合同能源管理（EMC）+购售电”、“客户 租赁储能即服务”、“调频调峰”模式的综合应用。

电池占储能成本的三分之二，电池系统成本下降显著。储能系统结构，包 括电池、EMS、BMS、PCS、系统集成等部分，其中电芯成本占超过 60%， 电芯中正极占比达 40%。

储能成本来自储能电站建设成本以及度电成本，储能成本下降速度会影响 整体发展进度。近十年，锂离子电池系统成本降低 85%，PCS、BMS 下 降程度更快，随着未来储能行业大规模发展，非抽蓄储能成本将保持快速 下降。根据 Bloomberg 预测，至 2025 年，储能度电成本将会下降超过 60%，电站建设成本也将下降 43%。

四、纵向视角：电化学储能产业链梳理

电化学储能产业链，从电池端到运营服务端包括电芯、BMS、PCS、EMS、 系统集成、运营服务六个板块。

4.1 上游电芯：铁锂主流，钠、钒电池各具优势

锂电池：LFP 更适用储能，电芯降本是关键

动力电池性能要求高于储能电池，动力电池已经处于寡头垄断的格局，国 内企业呈现“一超多强”的局面，宁德时代、比亚迪、中航锂电、国轩高 科、亿纬锂能等企业动力电池装机量遥遥领先。

动力电池龙头在成本端具备优势。以磷酸铁锂电池为例，其成本占储能系 统成本超过 60%，磷酸铁锂电池成本低、循环寿命长且安全性更好，较三 元电池更适合做电化学储能。我们认为未来动力电池龙头企业借助原有动 力电池规模效应，将在储能级磷酸铁锂电池降本过程中具备显著优势。

钠电池：成本、安全性更具优势，宁德时代引领发展

钠离子电池特点：总结钠离子电池的优点：1）成本较锂电池低。钠离子电 池由正极材料、负极材料、电解液、隔膜构成，正极不含锂钴，成本低于 锂电池。2）钠离子电池具有优秀的快充和安全性能。在过充、过放、短路、 针刺等测试中，不起火不爆炸。3）生产兼容性高。钠离子电池与锂离子电 池生产工艺相近，企业生产线转换成本低。钠离子电池的能量密度低于锂 电池、以及循环寿命低是制约发展的主要因素。

钠离子电池应用：钠离子电池可部分取代铅酸电池、锰酸锂电池和磷酸铁 锂电池，鉴于自身性能特点，钠离子电池主要用在能量密度要求不高的两 轮电动车、低速车、储能、电动船舶及电动工具领域。我们认为，钠离子 电池在储能领域的应用，将作为其主要增长驱动，细分应用包括用户侧储 能、5G 通信基站、数据中心、以及电网侧储能应用。

钠电池发展趋势：目前钠离子电池尚在技术发展阶段，商业模式及技术路 线尚在迭代，未来钠离子电池将与锂电池互相补充。（报告来源：未来智库）

钒电池：安全性能突出，储能新贵

钒电池性质：钒电池是一种以钒为活性物质呈循环流液态的氧化还原电池。电能以化学能的方式储存在不同价态钒离子的硫酸电解液中，质子交换膜 作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生化学反应，双极 板收集并传导电流，使得溶液中的化学能转化为电能。

锂电池继任，更适合储能。钒电池已经经过美国、日本、澳大利亚等国家 的使用验证，与铅酸、镍氢电池比，有大功率、长寿命、支持频繁大电流 充放电、安全性高等优势，主要用于再生能源并网发电、城市电网储能、 远程供电、UPS 系统、海岛使用等范畴。

钒电池成本主要来自电解液和电堆，长期看好降本、渗透率提升。目前全 钒液流电池成本在 3000-5000 元/KWh，磷酸铁锂电池成本仅为 1400- 2000 元/KWh。目前钒电池，超过 80%成本来自电解液和电堆。1）电解 液降本：钒电解液材料为高纯度钒，钒价降低对行业的成本降低起到关键 作用。钒电池工作过程中，对电解液的消耗很少，看好电解液租赁等模式 带来的降本。截至 2021 年 9 月 18 日，片状五氧化二钒（98%）价格为 10.6 万元/吨，位于十年中位区间。2）电堆降本：高功率密度电池电堆设 计是重要突破。未来储能的应用将是钒主要的需求增长点，且钒液流电池 的扩容成本较低，扩容成本随着容量增加边际递减。我们认为随着产业规 模逐渐增加，成本端有望持续降低，标准体系将逐步完善，商业模式将多 样化开展。目前钒电池进入商业化初期，2020 年我国钒电池装机功率为 0.1GW，据钒业发展论坛预测，2025 年我国钒电池装机功率将达到 4GW。

4.2 中游组装：PCS 寡头高增，BMS 尚需迭代

PCS：成本占比仅次于电芯

PCS 性质：PCS 作为连接电池系统与负荷之间的电能双向转换装臵，可以 对充电、放电过程实现控制，进行直流/交流的转换。并网条件下，可平滑 风电和光伏带来的波动；微网条件下，作为主要电源提供微网的工作电压 及工作频率。

逆变器龙头企业纷纷布局储能 PCS，头部效应显著。储能 PCS 与光伏逆 变器在产品结构相似，逆变器龙头借助在光伏赛道的积累、纷纷布局储能 PCS，并向用户提供整套储能系统集成方案。2020 年国内市场装机量 CR3 占比达 59.1%、CR5 装机量占比达 78.4%；海外市场（不含户用储 能），出货量前三的中国企业为阳光电源、比亚迪、科华数据。

头部企业储能收入快速提升，海外户用市场高毛利率。2018 年后，头部变 流器企业储能业务收入均翻倍增长。固德威及锦浪科技海外营收占比维持 在 80%以上，产品主要用在户用市场，毛利率及净利率较高。

BMS：感知、管理电池状态，三类玩家参与

均衡管理是储能 BMS 核心，安全性、可响应速度要求更高：BMS 主要作 用是感知并监控电池使用状态，缓解电池组的不一致性，保护电化学储能 安全。因储能系统有较多电池簇，簇间的均衡管理是储能 BMS 特有，大数 据量对储能 BMS 协议处理能力及响应速度要求较高。

BMS 增速显著，技术尚在迭代。2010 年，新能源汽车 BMS 数量为 0.8 万 套，市场规模 1.62 亿元；至 2018 年，新能源汽车 BMS 数量达 122 万套， BMS 市场规模达 55 亿元，我们预计未来储能 BMS 将充分受益于储能装机 快速增长。目前储能 BMS 技术尚未成熟，现有方案大多来自 TI、美信、 NXP 等芯片公司，国内 BMS 发展长期驱动在于芯片及算法。

格局未定，动力电池企业占据优势：目前 BMS 市场主要参与者有三类，1) 动力电池企业：拥有成熟的电芯、电池包整套核心技术；2）车企：大多通 过兼并、战略合作等方式进入；3）专业 BMS 企业：此类企业众多，技术 差别较大。储能 BMS 市场目前尚未形成稳定格局，行业洗牌加速进行中， 我们认为低端 BMS 的生存空间将变小，拥有成熟技术的动力电池企业将占 据先发和切换优势。

4.3 下游系统集成：竞争格局分散

系统集成，多玩家参与。储能系统集成商，需要根据运行场景及场站要求， 组储能组件子系统，并保证效率及稳定性。目前国内储能系统集成商主要 包括四类：1）光伏头部企业；2）动力电池头部企业；3）电力企业；4） 储能集成企业。

五、投资分析

电化学储能：户用市场：海外户用储能领域，下游客户价格敏感性不强，产品存在溢价 空间，毛利率高于其他应用领域。且因户用产品地域特点较强，客户粘性 较高，海外户用储能产品的营收相对集中。

电站、工商业市场：国内、海外（主要是美国）的电站级储能供应商不同。海外市场建议关注电芯、PCS 头部厂商，关注系统集成商的突破情况；我 们认为国内市场增量可观。

电芯技术迭代：目前电化学储能以锂电池为主，关注新技术钠电池、钒电 池等技术路线降本突破带来的商用机会。

抽水蓄能：抽水蓄能凭借安全性优势，将快速发展。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

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